Magma topp logo Til forsiden Econa

Øystein Noreng er professor i petroleumsøkonomi ved Handelshøyskolen BI. Han er mag.art. fra Universitetet i Oslo og dr.polit. fra Universitetet i Paris, og han har utgitt blant annet Oil and Islam, London 1997, Crude Power, London 2002, og Olje på bålet, Oslo 2003.

Norges betydning i markedene for olje og naturgass

Selv om kommersiell energi i moderne industrisamfunn bare representerer en liten del av økonomien, målt som andel av bruttonasjonalproduktet, BNP, er dens betydning som innsatsfaktor langt større: Uten tilgang på kommersiell energi ville det økonomiske liv bryte sammen. Uten tilgang på drivstoff til transportmidler ville handel og varebytte bli vesentlig svekket; spesialisering, produktivitet og vekst ville likeledes bli nedsatt.

Den økonomiske veksten i verden de siste to hundre årene har bygd på stadig billigere og mer effektiv transport som en forutsetning for varebytte, spesialisering og vekst i produktivitet. Innsatsfaktoren har vært kommersiell energi i økende mengder og til stort sett fallende priser, i hvert fall sett i forhold til brukernes kjøpekraft. Selv om realprisen på for eksempel olje er høyere i 2006 enn den var i 1970, har reallønnen i de fleste land økt enda mer, slik at bruken er blitt forholdsvis rimeligere; et høyere oljeforbruk tar en lavere andel av en høyere inntekt i 2006 enn det gjorde i 1970.

Energi i perspektiv av politisk økonomi

Forbruket av energi er drevet av de tjenester som energien kan bidra til, som transport eller temperaturkontroll. Prisøkningene, særlig på olje, har vært en viktig spore til teknologiske fremskritt, som mer energieffektive motorer som bruker mindre drivstoff til bedre ytelse. Mer effektive motorer gjør den relevante energitjenesten mindre kostbar, men dette krever investering i nytt kapitalutstyr, som biler. Erfaringsmessig tar forbrukerne ut noe av gevinsten ved å bruke mer av tjenesten, og i noen tilfeller bruke mer energi. På denne bakgrunn er systematisk energieffektivisering vanskelig med mindre prisen på energi til sluttbruker øker i takt med utviklingen i teknologi og realinntekt, slik at kostnaden på energitjenestene ikke avtar, særlig ikke i forhold til gevinsten i tidsbruk. Dette er vanligvis ikke tilfellet.

Sammen med den sterke veksten i energiforbruket i løpet av det 20. århundre foregikk en omlegging fra kull til olje. Frem til 1970-tallet falt realprisen på olje hvis bruk ikke bare vokste sterkt innenfor mobil bruk i transportsektoren, men også innenfor stasjonær bruk til oppvarming og kraftgenerering. Høyere realpriser siden 1970-tallet har i betydelig utstrekning fordrevet olje fra stasjonær bruk til fordel for kull, kjernekraft og naturgass. Utsiktene for det 21. århundre er at naturgass ytterligere vil fordrive olje fra stasjonær bruk og etter hvert vil supplere olje i mobil bruk som drivstoff i biler, busser og lastebiler. Takten vil bli bestemt av tilgjengelighet og priser. I noen markeder, som for eksempel Storbritannia og USA, blir naturgass priset etter balansen mellom tilbud og etterspørsel i et åpent spotmarked. I andre markeder, som det kontinentale Europa, bli naturgass stort sett omsatt på langsiktige kontrakter med prisbinding til olje.

Erfaringsmessig er energimarkedene, særlig oljemarkedet, forbundet med overraskelser og høy risiko. Selv etter flere tiår med turbulens og analyse er vår forståelse ufullstendig. Vi har god innsikt i de enkelte deler av energimarkedene, men forstår lite av helheten og de underliggende drivkrefter. Innsikten er god i de teknologske og naturvitenskapelige energiproblemene, men det er ingen generell samfunnsvitenskapelig teori om energi, til tross for mange partielle studier og store mengder data. Derfor har vi begrenset forståelse av utviklingen i forbruk og priser. Det er selvsagt også vanskelig å forutse utviklingen av teknologi og dermed kostnader og tilbud av energi.

Ingen samfunnsvitenskapelig disiplin har lyktes i å analysere energimarkedene med resultater som kan bidra til å forutsi utviklingen. Vår innsikt i energispørsmål er fragmentert. Når det gjelder energi, foreligger det ingen generell teori som kan benyttes til å analysere betydningen av økende bruk av kommersiell energi på de ulike samfunns politiske økonomi, som forholdet mellom arbeidskraft og kapital.1

Ingeniører, fysikere og historikere anser ofte energi som den viktigste innsatsfaktor i den industrielle og økonomiske utvikling, men økonomer har hatt en tendens til å overse energi som innsatsfaktor, eller i beste fall å anse den som et mellomledd. 2 De klassiske økonomene, først og fremst Adam Smith og David Ricardo, overså energi, organisasjon og teknologi som produksjonsfaktorer, og de fremhevet kapital, arbeidskraft og land.3 Bare disse tre faktorene ble ansett som kilder til verdiskapning i de klassiske økonomiske analyser.4 I ettertid er det påfallende at energi og teknologi ble oversett under den industrielle revolusjon, på en tid da bruken av kull og dampmaskiner sterkt økte verdiskapningen ved innsats av kapital, arbeidskraft og land.5 Fra et energiperspektiv fortoner den industrielle revolusjon seg som at muskelkraft fra dyr og mennesker ble erstattet av fossilt brensel, og det ble en enorm økning i tilgangen på kommersiell energi.6

Siden begynnelsen av den industrielle revolusjon har verdens økonomiske vekst i stor utstrekning vært ensbetydende med vekst i forbruket av kommersiell energi, stort sett til fallende realpris, som sammen med teknologisk fremgang har ført til stadig billigere energitjenester. I det 19. århundre var utviklingen basert på kull, i det 20. århundre på olje. I det 21. århundre vil kanskje utviklingen bygge på konvensjonell og ukonvensjonell olje, naturgass samt kull og kjernekraft. Dette er en gjetning, fordi det ikke foreligger noen helhetlig teori som kan binde sammen etterspørsel, tilbud, handel og prisdannelse på energi. Forsøk på økonomisk modellering av det internasjonale oljemarkedet har generelt vært lite vellykkede og har ikke bidratt særlig til forutsigbarheten.7 De viktigste økonomiske variablene er ustabile eller utilstrekkelig kjente. Anslag for reserver av olje og naturgass blir stadig revidert som et resultat av leting og teknisk fremgang. Anslag for kostnader blir også stadig revidert ut fra utviklingen i teknologi og organisasjon. Etterspørselen endrer seg stadig ut fra forbrukernes preferanser, økonomisk vekst, sosiale endringer og konkurransemønster. Handelsmønster og prisdannelse endrer seg også over tid. På dette grunnlag er det vanskelig å forutsi energipriser, tilbudet av energi og sammensetningen av forbruket.

To analyseperspektiver

To holdepunkter kan likevel være nyttige. Energimarkedene kan analyseres ikke bare ut fra kostnader og priser, men også ut fra sin organisasjon og markedsmakt. Dette er et mikroøkonomisk perspektiv, utvidet med organisasjon og institusjoner. Det springende punkt er antallet aktører i de ulike deler av markedene, deres ressurser, deres grunnlag for samarbeid og dermed deres forhandlingsstyrke og markedsmakt, først og fremst makten til å påvirke prisene.

Mange energimarkeder er preget av imperfekt konkurranse, de har inngangssperrer og dominerende aktører. Noe av bakgrunnen for markedssvikten ligger i verdens ulike fordeling av naturressurser som olje, gass, kull og vannkraft, noe kan forklares ved høye kapitalbehov og lange ledetider som hemmer nykommeres investeringer, og noe av årsaken ligger i politiske reguleringer og føringer. Sett fra dette perspektivet kan energimarkedene analyseres ut fra problemstillingen om hvem som har størst behov for hvem – produsenter, brukere eller mellommenn? Svaret varierer etter tid og sted. Siden tidlig på 1970-tallet har oljemarkedet vært dominert av et kartell. Organisasjonen av oljeeksporterende land, OPEC, har styrket markedsmakten til oljeeksportørene, også for land som Norge og Russland som ikke deltar.

Det andre holdepunktet er den ekstrafortjenesten, grunnrenten, som fremkommer ved markedssvikten, og dens fordeling. Prisen på oljeprodukter til europeiske og japanske forbrukere består i det vesentlige av skatter og avgifter i produsentland som i forbrukerland. Ut fra dette perspektivet kan energimarkedene analyseres ut fra problemstillingen hvem tjener mest på hvem – produsenter, brukere eller mellommenn? Svaret varierer også her etter tid og sted. Siden tidlig på 1970-tallet har realprisen på olje variert betydelig, men den har vanligvis ligget godt over grensekostnadene for utvinning i Midtøsten, noe som antyder en strategi hos OPEC som går på å ta grunnrente fremfor markedsandel, og som har lagt grunnlaget for investeringer i mer kostbare områder som Alaska, Nordsjøen og Russland.

Disse holdepunktene kan være nyttige i forståelsen av handelsmønster og markedsmakt, men ikke i forståelsen av den tekniske utviklingen som bestemmer kostnadsbildet.

Sikre forsyninger og priser

Begrepet energisikkerhet, i betydning av sikre tilførsler til stabile priser, antyder en sviktende tillit til markedets evne til å sikre forbrukernes interesser. Dette gjelder særlig olje, hvis tilførsler fra tid til annen har vært utsatt for avbrudd, men også naturgass, ikke minst etter priskonflikten mellom Russland og Ukraina vinteren 2006. Den vanlige måten for markeder å sikre balanse mellom tilbud og etterspørsel på er ved skiftende priser, slik at enhver kjøper som er villig til å betale markedsprisen, skulle få kjøpe de ønskede kvanta, hvilket burde gjøre begrepet energisikkerhet overflødig. Betingelsen er åpne markeder med fri konkurranse uten inngangssperrer. Markedene for olje, naturgass og elektrisitet passer ikke til denne beskrivelsen.

En første innvending er at i energimarkedene er den kortsiktige virkningen av prisendringer på både tilbud og etterspørsel vanligvis svak, mens den langsiktige virkningen er sterk og ofte strukturell i betydningen irreversibel, som når høye strømpriser får husholdninger til å isolere sine boliger bedre ved investeringer, substitusjon og teknologisk endring. De svake volumvirkningene på kort sikt gjør særlig oljemarkedet høyst følsomt overfor virkelige eller antatte endringer i balansen mellom tilbud og etterspørsel. Den andre innvendingen er at i oljemarkedet, i en viss utstrekning også i det europeiske markedet for naturgass, er tilbudssiden et naturlig oligopol, en konsentrasjon av få selgere med stor markedsmakt. I oljemarkedet er selgerne konsentrert i Golfen, der samspillet mellom et lite antall land, Irak, Iran, Kuwait, Saudi-Arabia og De forente arabiske emirater, som har store reserver og lave kostnader, fører til at disse landene har en utstrakt handlefrihet i oljepolitikk, og at de fastsetter oljeprisen for hele verden. En tredje innvending er at tilførselen av olje til markedet og dermed oljeprisen i stort monn blir påvirket av politiske hendelser utenfor oljemarkedet, ofte, men ikke bare, knyttet til konflikter i Midtøsten.

Historisk er forsyningssikkerhet et reelt problem for oljeimportørene, og det gjelder priser like meget som volum. Selv mindre avbrudd i tilførselen kan skape betydelige praktiske problemer. Prisøkninger på olje kan ha en uheldig makroøkonomisk virkning ved inflasjonsrater og handelsbalanser. Siden 2001 har dette på ny vært en bekymring for importørene. I nyere tid har det skjedd at tre amerikanske presidenter ikke har blitt gjenvalgt i kjølvannet av prisøkninger på olje med årsak i politiske kriser i Midtøsten; Gerald Ford i 1976, Jimmy Carter i 1980 og George Bush sr. i 1992. I to verdenskriger i det 20. århundre var olje en viktig faktor for utfallet. Kort sagt: Kontroll over olje er viktig for stormaktene.8 Golfkrigen i 1991 dreide seg i det vesentlige om olje, og olje var rimeligvis en viktig faktor bak USAs okkupasjon av Irak i 2003.9

Olje har en strategisk betydning ved at tilførselen er konsentrert om et forholdsvis lite antall land med en sterk forhandlingsposisjon overfor importørene. Derfor kan sikre fremtidige forsyninger ha en høyere verdi enn dagens priser. Dette har vært tilfellet i 2005 og 2006, målt ved priser forward som inneholdt en risikopremie. Risikoen fortonte seg som mulige avbrudd i oljeforsyningene fra Golfen av politiske årsaker. I 2003, etter USAs okkupasjon av Irak, hadde oljemarkedet en tiltro til at USA ville lykkes, og at større volum irakisk olje ville presse prisen nedover. Markedet begynte å endre oppfatning i 2004: Samtidig som forbruket økte uvanlig sterkt i Kina og i USA, ble det klart at USA ikke hadde kontroll over Irak. Prisoppgangen fortsatte i 2005, ansporet av tiltakende vansker for USA i Irak og et mer spent forhold til Iran, samtidig som stormer rammet USAs oljeutvinning. I skrivende stund, høsten 2006, har veksten i oljeforbruket avtatt, og det er bygd opp store lagre. Samtidig blir forholdet mellom USA og Iran mer spent. Uten den politiske risikoen som er knyttet til Midtøsten, burde forholdene ligge til rette for en nedgang i oljeprisen, men neppe til nivået fra 2001.

Oljeprisen, som er en viktig drivkraft for hele energimarkedet, fortoner seg som ustabil uansett nivå. Skiftende oljepriser, med plutselige bevegelser opp og ned, innebærer en høy risiko for både selgere og kjøpere, og for verdensøkonomien.10 Høye oljepriser, som i 2006, bærer i seg kimen til prisfall ved sine insentiver til energisparing og investeringer i nye tilførsler. Lave oljepriser, som på 1990-tallet, bærer i seg kimen til prisoppgang ved å stimulere forbruk og hemme investeringer i nye tilførsler. På 1990-tallet førte økende tilførsler og fallende priser til at oljehandelen ble avpolitisert og ikke lenger ble ansett som et statsanliggende og et regjeringsansvar. I senere år har høyere oljepriser og bekymringer over tilførslene igjen satt energi, særlig olje, på den politiske dagsorden. 11 Engstelse for oljepriser ansporer krav om statlig inngripen, slik at olje blir et statsanliggende og oljemarkedet blir politisert.

OPECs rolle

Norsk oljepolitikk er siden 1960-tallet blitt utformet innenfor en ramme av skiftende maktforhold i det internasjonale oljemarkedet. OPEC har vært av vesentlig betydning gjennom å styrke oljeeksportørenes forhandlingsposisjon overfor internasjonal oljeindustri og gjennom prisingen av olje som insentiv til investeringer på norsk sokkel. Frem til stiftelsen av OPEC i 1960 ble oljemarkedet dominert av et lite antall store internasjonale oljeselskaper. Ved sin vertikale integrasjon hadde disse kontroll over hele kjeden fra utvinning gjennom transport til raffinering og distribusjon av oljeprodukter.12 Inngangssperrer og mangelfull konkurranse ga et grunnlag for en høy fortjeneste, ikke minst ved fiktive transportkostnader med referanse til Mexicogolfen i USA. 13 Amerikanske interesser dominerte internasjonal oljeindustri. Kuppet i Iran i 1953 var en påminnelse om at oljeeksporterende utviklingsland ikke burde sette seg opp mot USA.14 OPECs første oppgave var ikke å begrense utvinningen for å få opp oljeprisen – medlemslandene konkurrerte om oljeselskapenes investeringer – men sammen å forhandle om en mer rimelig fordeling av inntekter mellom selskaper og vertsland.

På denne tiden ble tyngdepunktet i verdens oljeutvinning gradvis forflyttet fra USA til Midtøsten, Nord-Afrika og Sovjetunionen. Nordsjøen var geologisk lite kjent, med høy teknisk og økonomisk risiko. Forbruket av olje økte sterkt. Etter oberst Kadhafis maktovertakelse var Libya det første produsentland som egenrådig påla oljeselskapene å redusere utvinningen av hensyn til ressursbevaring. Irak nasjonaliserte oljeindustrien. OPEC inngikk avtaler med oljeselskapene om en gradvis overtakelse av virksomheten, men allerede i 1973 kom maktskiftet. For å støtte Egypt i krigen mot Israel vedtok medlemmene av Organisasjonen av arabiske oljeeksporterende land, OAPEC, med unntak av Irak, en embargo av USA og Nederland, og de vedtok å redusere utvinningen med fem prosent hver måned inntil Israel trakk seg ut av de okkuperte palestinske områdene. Virkningen i oljemarkedet ble et kraftig prishopp, fra 3 til 12 dollar fatet, da oljeprisen stabiliserte seg vinteren 1974.

De politiske etterdønningene etter oljekrisen i 1973–74 avslørte splittelser i det vestlige samhold. USA, som den gang var forholdsvis lite avhengig av importert olje, sto for en mer aggressiv linje overfor OPEC-landene, mens Japan og Vest-Europa, som var sterkt avhengige av olje fra Midtøsten, var mer forsonlig innstilt. Noe av forklaringen kan ligge i USAs ønske om å beskytte Israel mot en antatt farligere arabisk trussel på grunn av høye oljeinntekter, men også i et ønske om å forsvare sine egne politiske maktposisjoner overfor endrede økonomiske styrkeforhold. I dette perspektiv søkte USA å bruke IEA som virkemiddel for å holde viktige allierte og handelspartnere under kontroll og unngå bilaterale bånd med OPEC-landene, kanskje også Sovjetunionen, som kunne svekke USAs makt.

Det andre oljesjokket kom i 1979–80. Det ble utløst av en streik blant iranske oljearbeidere og Saudi-Arabias unnlatelse av å kompensere for frafallet av iransk olje i markedet for å demonstrere motvilje mot fredsavtalen mellom Egypt og Israel – «Camp David-avtalen», fremforhandlet med aktiv amerikansk deltakelse. Våren og forsommeren 1979 ble oljeprisen fordoblet til cirka 25 dollar fatet. Høsten 1980, etter Iraks angrep på Iran, steg den videre til cirka 40 dollar fatet. Årsaken var mer en panikkartet hamstring og lageroppbygging enn en knapphet på olje i markedet. Vinteren 1981 stabiliserte oljemarkedet seg, og allerede våren 1983 måtte OPEC redusere oljeprisen. Men i mellomtiden hadde kursoppgangen på amerikanske dollar sørget for en ytterligere realprisøkning på olje i Europa. Høye oljepriser styrket grunnlaget for oljeinvesteringer utenfor OPEC, først og fremst i Nordsjøen, og ga sterke insentiver til å erstatte olje med kull, kjernekraft og naturgass i kraftgenerering og oppvarming. Etterspørselen etter olje fra Midtøsten falt, og vinteren og våren 1986 falt oljeprisen til 10 dollar fatet, men den steg igjen i løpet av høsten.

I de påfølgende år lå oljeprisen på cirka 15–18 dollar fatet, og den steg merkbart først etter Iraks okkupasjon av Kuwait sommeren 1990. Etter Golfkrigen stabiliserte oljeprisen seg igjen omtrent på sitt tidligere nivå. Til tross for moderate priser steg etterspørselen etter olje svakt i løpet av 1990-årene. Mesteparten av veksten var i Asia, og OPEC hadde problemer med å holde disiplin med kvoteordningen på grunn av betydelig ledig kapasitet. Etter det økonomiske tilbakeslaget i Asia sommeren 1997, et uheldig vedtak om kvoteøkning, priskrig mellom Saudi-Arabia og Venezuela og et vedtak i FN om å slippe Irak tilbake i markedet falt oljeprisen i 1998–99, igjen til cirka 10 dollar fatet. Først etter en avtale mellom OPEC og vennligsinnede støttespillere, først og fremst Mexico, Norge og Oman, steg oljeprisen igjen og nådde 30 dollar fatet høsten 2000. Siden oljeprisfallet i 1986, og særlig siden Golfkrigen i 1991, fremsto de oljeeksporterende lands forhandlingsposisjon som stadig svakere. Utsiktene var et overskudd på olje i markedet, og flere viktige land, som blant andre Saudi-Arabia og Venezuela, vurderte en omlegging av sin strategi for å sikre inntekter ved store volum til moderate priser snarere enn ved moderate volum til høye priser. Og i denne forbindelse vurderte de å åpne for en bred deltakelse fra utenlandske investorer i sin oppstrøms oljeindustri.

Terrorangrepet på USA i september 2001 satte fokus på politisk risiko i samband med USAs direkte og indirekte avhengighet av olje fra Midtøsten, særlig Saudi-Arabia.15 Selv om Midtøsten har begrenset direkte betydning for USAs oljeforsyninger, er den indirekte betydningen stor, for oljeprisen bestemmes i siste instans i Golfen. Tilspissingen av konflikten mellom Israel og palestinerne skjerpet oppmerksomheten omkring politisk risiko i Midtøsten og i oljemarkedet, og den ble en belastning for forholdet mellom Saudi-Arabia og USA.16

Uenighet om optimal pris

Ved økende etterspørsel etter olje har OPEC valget mellom å øke volumet eller å øke prisen, eller en kombinasjon av disse. I dag gir store finansielle overskudd en handlefrihet til eventuelt å redusere volumet for å forsvare oljeprisen. I OPEC er det imidlertid en uenighet om optimalt prisnivå: Saudi-Arabia ønsker en lavere pris, kanskje 45 dollar fatet, mens Iran ønsker en høyere oljepris. Saudi-Arabia utvider kapasiteten moderat blant annet for å styrke sin forhandlingsposisjon innenfor OPEC. Irak har et stort potensial, men her forutsettes en politisk stabilisering som i dag synes vanskelig.

OPECs vedtak på møtet i desember 2004 om å redusere tilbudet av olje for å forsvare en oljepris omkring 40 dollar fatet, innebærer at det tidligere mål om en oljepris innenfor en ramme av 22–28 dollar fatet er forlatt. Bakgrunnen er til dels økende inntektsbehov i viktige OPEC-land, som Iran og Saudi-Arabia, på grunn av befolkningsvekst og en utilstrekkelig diversifisering av næringsgrunnlaget. Tilsynelatende er det forståelse mellom Iran og Saudi-Arabia om et nytt og høyere nivå for oljeprisen, hvilket gir grunnlag for enighet i OPEC. OPEC synes nå å teste hvor høye oljepriser markedet kan ta, hvilket fremstår som en videreføring av den historiske strategi om å prioritere grunnrente ved høye oljepriser fremfor volumvekst. Dette fremgår også av vedtaket høsten 2006 om ved volumkutt å forsvare en oljepris på 55–60 dollar fatet. I den utstrekning strategien opprettholdes og lykkes, kan det forventes bare en begrenset utvidelse av utvinningskapasiteten i viktige OPEC-land i inneværende tiår. Saudi-Arabia har tilkjennegitt en i første omgang moderat økning av utvinningskapasiteten til 12,5 millioner fat per dag, hvilket historisk har vært toppkapasiteten. I en neste fase kan Saudi-Arabia kanskje utvide kapasiteten til 15 millioner fat per dag, men dette innebærer snarere et ønske om å ta en del av veksten i markedet enn et ønske om lavere oljepriser, i alle fall neppe under 40 dollar fatet. Irak kan ved sine store påviste oljereserver fremstå som en risikofaktor, men selv om landet har et ressursgrunnlag for en mangedobling av utvinningen, må forutsetninger om politisk stabilisering, sikkerhet og investorer oppfylles over lengre tid.

Markedet synes foreløpig å godta en oljepris på 50 dollar fatet. Bakgrunnen er både en styrket betalingsevne hos forbrukerne og en bekymring for en fremtidig knapphet på olje, på grunn av utilstrekkelig leting og utbygging i viktige OPEC-land. Utilstrekkelig volumvekst i OPEC gir et behov for en utvidet petroleumsvirksomhet i nye områder, og det gir et behov for å fremme ny teknologi for å omdanne gass og kull til flytende drivstoff. På denne bakgrunn synes OPECs strategi å ha funnet en gjenklang i internasjonal oljeindustri og finansmarkedene i en erkjennelse av behovet for høyere realpriser på råolje. Begrunnelsen ligger også i behovet for en mer aktiv letevirksomhet og eventuelt påfølgende utbygging i arktiske områder og på dypt vann.

I et historisk perspektiv kan realprisoppgangen på olje i årene 2003–05 kanskje utvise en viss parallell med oljeprisoppgangen i 1973–74, som sterkt bedret lønnsomheten i petroleumsvirksomheten i Alaska og Nordsjøen. Bakgrunnen for oljeprisoppgangen i 1973–74 var ikke ressursknapphet, men at oljeprodusentene i Midtøsten og Nord-Afrika, samt Venezuela, med de største ressursene og de laveste kostnadene satset på å ta grunnrente fremfor markedsandel. Høye oljepriser i perioden 1974–85 førte til at olje i stor utstrekning ble erstattet av kull, naturgass og kjernekraft i stasjonære bruksmåter, først og fremst oppvarming og kraftgenerering, samt til en betydelig effektivisering av mobile bruksmåter, i det vesentlige i transportsektoren. Siden 1980-årene har økonomisk vekst og en fallende realpris på olje, i alle fall frem til 2004, ført til en ny vekst i forbruket av olje, til og med de strukturelle endringene i energiforbruket ble bare i liten utstrekning reversert. Selv med lavere realpriser har olje ikke fått noen tilbakekomst i kraftgenerering, og forbruket blir stadig mer konsentrert om transportsektoren. For Norge, som for Nordsjøen som helhet, innebar høye oljepriser i årene 1974–85 et robust økonomisk grunnlag for investeringer i infrastruktur og en kraftig stimulans for leting og utbygging. Deretter ga lavere oljepriser sterke insentiver til effektivisering og kostnadskutt. Volumveksten i Nordsjøen kom etter oljeprisfallet i 1986, men grunnlaget var lagt tidligere.

Spørsmålet er hvor høyt og hvor lenge oljeprisen må stige denne gang, i lys av OPEC-landenes grunnrentestrategi, for å kunne tilføre markedet økende volum flytende drivstoff. Rimeligvis vil høyere realpriser også denne gang føre til en substitusjon bort fra olje i stasjonære bruksmåter til en ytterligere effektivisering av mobile bruksmåter. Samtidig kan etterspørselen etter flytende drivstoff til transportformål forventes å øke sterkt i utviklingslandene, sammen med etterspørselen etter naturgass til kraftgenerering.

Norge og Russland i Europas gassmarked

Markedet for naturgass i Europa er i liten grad preget av fri konkurranse, men heller av et forhandlingsspill mellom et lite antall selgere, mellomledd og kjøpere. Historisk er gassnettet på kontinentet bygd opp for å frakte naturgass fra Nederland, som etter hvert er blitt supplert med gass fra først og fremst Russland, Norge og Algerie, med markedsandeler i denne rekkefølge.

Forbruket av naturgass i dagens EU er nesten fordoblet på 20 år, og Europa har etter hvert fått et godt utbygd nett for å transportere naturgass, selv om noen viktige forbindelser gjenstår. Den tradisjonelle formen for gasshandel har vært en dragkamp mellom salgsmonopoler og de jure eller de facto innkjøpsmonopoler, der siktemålet mer har vært å brytes om fordelingen av grunnrenten ved høye priser enn å sikre vekst i markedet ved mer moderate priser. Handelsmønsteret er langsiktige kontrakter med faste volum, hvilket sikrer både forsyninger og avsetning, men ikke prisene. Vanligvis har importprisen på gass til Europa vært bestemt av prisene på råolje og oljeprodukter, slik at hver gang oljeprisen har steget, har gassprisene også steget, riktignok med et etterslep i tid. Importprisene på naturgass til Europa er blitt fordoblet fra 2003 til 2006, selvsagt med virkninger for balansen mellom tilbud og etterspørsel.

Mens Europa inntil nylig siktet mot et underskudd på naturgass i forhold til planer om utbygging av gassbasert kraftgenerering, kommer nå kull inn for fullt, til ulempe for miljøet og gasseksportørene. Utsiktene er nå økende konkurranse og overkontrahering, i hvert fall i det mellomeuropeiske gassmarkedet. Unntaket er Storbritannia, hvor gassmarkedet er preget av fri prisdannelse og en høy grad av fleksibilitet, men med både volumrisiko og prisrisiko for kjøpere som for selgere.

På verdensbasis er naturgass den energikilde hvis forbruk øker raskest. Fortrinnene er miljøvennlighet og effektivitet i kraftgenerering. Utsiktene er at forbruket av naturgass i EU vil øke betydelig i de kommende tiår, og at egenutvinningen vil avta, slik at importbehovet vil øke sterkt. Den viktigste drivkraften er vekst i forbruket av elektrisitet og økende bruk av naturgass i kraftgenerering. Dermed må kraftgenerering trekkes inn i verdikjeden for naturgass.

Norge og Russland er de viktigste kildene for nye forsyninger, i konkurranse med Algerie, Egypt, Iran og Libya, kanskje også Qatar. Økende avhengighet av fjernere kilder og lengre transport tilsier høyere importpriser på naturgass til EU. Kort transportvei tilsier en høyere ekstrafortjeneste på norsk gass, i likhet med hva nederlandsk gass i mange år har kunnet nyte godt av. Utsikter til høyere importpriser på naturgass legger press på mellomleddene, transportører og grossister som historisk har kunnet håve inn stor fortjeneste på grunn av monopolposisjoner. Utsiktene er til en tiltakende konvergens av markedene for kraft og gass, slik at gasspriser i økende utstrekning vil bli knyttet til kraftpriser, og dermed i mindre utstrekning til oljepriser. Her vil skatter, avgifter og organisering av markedet være avgjørende.

For EU som stor importør tilsier et raskt økende importbehov en avveining mellom hensynet til sikre forsyninger og hensynet til lave priser. For EU er dilemmaet at behovet for å importere gass fra fjernere kilder innebærer høyere transportkostnader og tilsier økende importpriser. EU ønsker store forsyninger fra sikre leverandører, som Norge, uten å gi avkall på forhandlingsmakt og kontroll over verdikjeden. EUs ønsker om å åpne markedene for gass og kraft har hittil vært halvhjertede og lite effektive, særlig overfor Frankrikes ønsker om å beskytte kjernekraften og Tysklands ønsker om å beskytte kullkraften og fortjenesten på transportleddene.

Skattene og avgiftene på energi varierer sterkt mellom EUs medlemsland. I Tyskland blir naturgass diskriminert i forhold til kjernekraft og kull. EU har kommet med flere fremstøt for å harmonisere skattene og avgiftene på energi, men har hittil ikke fått gjennomslag. Striden står om EUs myndighet til å skattlegge og om prinsippene for energiskatt. En skatt på utslipp av CO2 ville særlig ramme tysk kull og under ellers like forhold begunstige naturgass, vannkraft, kjernekraft og nye energikilder. En skatt på energi, for eksempel etter kWh forbrukt, ville derimot ramme naturgass, kjernekraft og nye energikilder og begunstige kull og til dels olje. En avklaring synes på dette punkt ikke umiddelbart forestående. På denne bakgrunn fremstår det åpne britiske marked som mer attraktivt enn det franske eller særlig det tyske markedet, hvilket har gitt seg utslag i den nye rørledningen Langeled, som ble åpnet høsten 2006.

Både konkurrent og medspiller

Med investeringer i nye felt og ny kapasitet vil Norge trolig kunne levere cirka 120 milliarder kubikkmeter på årsbasis i 2020, med utsikter til fortsatt økning. Forventet norsk gasseksport i 2010 tilsvarer om lag en fjerdedel av forbruket i dagens EU. Norge er den nest største gassleverandør til det europeiske marked, forbigått bare av Russland. Det er lite trolig at leverandører som Algerie, Aserbajdsjan, Egypt, Iran eller Libya vil kunne levere like store volum, selv med bygging av nye rørledninger. Flytende naturgass, LNG, vil etter alle solemerker gi en økende konkurranse, ikke minst fordi båttransport av gass kan bidra til fleksibilitet og en sesongmessig tilpasning av volumene.

Russland er Norges viktigste konkurrent og medspiller i det europeiske gassmarkedet. Russlands fortrinn er store volum, utbygde ledninger og etablerte posisjoner i markedet, ved langsiktige kontrakter og i mange tilfeller direkte eierskap i rørledninger og salgsselskaper. Russlands ulemper er avtakende volum i produserende felt, stigende kostnader, rørledninger med lekkasjer og et stort investeringsbehov etter hvert som nye felt må bygges ut og ledningsnettet utbedres og utvides.

I det europeiske gassmarkedet har Norge og Russland en felles interesse av stabile, høye priser, men landene konkurrerer om kunder og markedsandeler. På grunn av forspranget i teknologi og organisasjon er Norge en usedvanlig interessant partner for russisk olje- og gassindustri, slik at Norge med sin erfaring og kompetanse er blitt viktig for Russland. Dette kan legge grunnlaget for et nærmere samarbeid på det forretningsmessige plan, ikke minst fordi de ideologiske og sikkerhetspolitiske hindringene synes ryddet av veien. Til tross for en betydelig økonomisk fremgang de senere år sliter Russland med alvorlige politiske problemer. Russisk politikk er uberegnelig med risiko for langvarig ubesluttsomhet avløst av plutselige utspill som kan fremstå som lite gjennomtenkte. Konkurransen om innpass i Russland er intens. Poenget for Norge kan derfor være en tidlig inntreden i russisk olje- og gassindustri, fortrinnsvis på en måte som understreker nytten av norsk kompetanse.

Vinteren 2006 førte en uenighet om prising til at Russland reduserte sine leveranser av gass til Ukraina, som svarte med å redusere volum som gikk i transitt til kunder lenger vest i Europa. Selv om uoverensstemmelsen ble løst etter kort tid, bidro den til å trekke i tvil Russlands pålitelighet som leverandør av naturgass. Historisk har imidlertid først Sovjetunionen og deretter Russland vært en sikker leverandør. Problemet ligger nå i et vanskelig forhold til transittland som Polen og Ukraina, hvilket foranlediger bygging av en ny rørledning gjennom Østersjøen direkte fra Russland til Tyskland, forventet åpnet i 2010. Eventuelt vil den kunne forlenges videre til Storbritannia. Gazproms strategi i det europeiske gassmarkedet er å få hel eller delvis kontroll over leddene nedstrøms, i rørledninger og salgsselskaper, eventuelt også i kraftgenerering. Det viktigste eksempelet er Gazproms deltakelse i det tyske Wingas, med en eierandel som er økt fra 35 til 50 prosent. Gazprom har utvist interesse for det britiske gasselskapet Centrica og for Scottish Power. I Italia er Gazprom i forhandlinger med oljeselskapet ENI om et bytte av eiendom; gassrettigheter oppstrøms mot andeler nedstrøms med sikte på direkte markedsføring av russisk gass. Gazproms strategi synes å bygge på et ønske om direkte kontroll for å fjerne volumrisikoen og på en antakelse om at i et imperfekt gassmarked kan nedstrøms andeler gi en god fortjeneste.

Energi og makt

Virkningen av høye oljepriser er først og fremst en overføring av ressurser til oljeeksportører, med store overskudd i utenriksøkonomien i OPEC-landene, Norge og Russland. En nøktern bruk av oljeinntektene tilsier en strukturell endring, at oljeeksportørene synes å ville bevare overskudd og en finansiell makt. Samtidig har Japan, Kina og Tyskland store overskudd i sin utenriksøkonomi. Motstykket er et stort og økende underskudd i USAs utenriksøkonomi. USA har store handelsunderskudd mot resten av verden, ikke bare Japan, Kina eller OPEC. Energi er viktigste enkeltpost i underskuddet. Disse forhold tilsier at olje og gass får økende økonomisk og strategisk betydning. Det hevdes at sikring av energitilførsler er blitt nesten like viktig som forsvar.17

USAs energiproblemer kan oppsummeres som et høyt og stigende forbruk og økende import av olje og gass sammen med liten politisk støtte til sparetiltak. USAs energipolitikk er i korthet å søke løsninger i utlandet, fremfor alt å sikre USA økende volum olje til stabile eller fortrinnsvis lavere priser. I denne situasjonen, med et økende underskudd på energi og kapital, søker USA konfrontasjon med viktige oljeeksportører fremfor samarbeid, men ønsker utbygging av ny kapasitet i og utenfor Midtøsten. Et viktig mål er prising av olje og betaling i amerikanske dollar, slik at USA vil kunne finansiere oljeimporten ved å øke pengemengden. Samtidig har regjeringen Bush jr. et større budsjett for våpen enn for energi. Den har et anstrengt forhold til Russland og andre viktige energieksportører som for eksempel Venezuela. For USA er krig blitt et virkemiddel i utenrikspolitikken, kanskje også i energipolitikken. USA har i flere år vært i krig i Midtøsten. Landet gir ensidig støtte til Israel, og det er risiko for krig med Syria og Iran.

På hjemmebane gir økonomien grunn til bekymring, med økende forgjeldelse. I 2005 tok energi og renter anslagsvis 20 prosent av husholdningenes realdisponible inntekt. Den negative sparingen, opplåning for forbruk, fører til et underskudd på kapital. Husholdningenes forgjeldelse begrenser spillerommet for pengepolitikken. Handelsunderskuddet svekker dollarens stilling.

Russlands mål synes derimot å være å bli stormakt igjen ved energi og kapital. Landet har et stort ressursgrunnlag, men er samtidig preget av en ineffektiv bruk av energi og en lite effektiv energisektor. Det har uklare rammebetingelser, og det mangler energilov og skattelov. Russland lider av et uklart forhold mellom statsmakt og private investorer. Samtidig innebærer et stort overskudd i utenriksøkonomien et svekket behov for reformer og nye investeringer.

Russlands handlefrihet og maktposisjon ble klargjort høsten 2006 ved kunngjøringen om at Gazprom ville bygge ut Shtokmanfeltet i Barentshavet. Gazprom ville være eneste eier og prioritere markedene i Europa fremfor USA ved eksporten av russisk gass. Beslutningen angår direkte de norske selskapene Norsk Hydro og Statoil som hadde håpet å bli med som eiere, men den må ses på bakgrunn av det etter hvert dårlige forholdet mellom Russland og USA. Våren 2004 anklaget USAs visepresident Dick Cheney i en tale i Vilnius Russland for å bruke olje- og gasseksporten til politiske formål, som om dette skulle være noe enestående. Russiske forhåpninger om medlemskap i Verdens handelsorganisasjon, WTO, ble gjort til skamme under toppmøtet i St. Petersburg sommeren 2006; USA ville ikke ha med Russland. Dermed gjensto det for Russland å bruke olje- og gasseksporten politisk til å favorisere Europa fremfor USA. Mer pragmatiske økonomiske hensyn spilte også inn: Shtokmanfeltet er kostbart og vanskelig å bygge ut, mens alternativet Yamal kan bygges ut i flere trinn, til lavere kostnader og med færre tekniske problemer. Beslutningen var snarere en utsettelse enn en skrinlegging av Shtokman, og norske selskaper måtte bli skuffet som følge av et dårlig forhold til USA. Omprioriteringen i russisk gasspolitikk må ses ut fra et videre handelspolitisk og utenrikspolitisk perspektiv, en russisk satsing på markedsmakt i Europa, først og fremst i Frankrike og Tyskland, som et grunnlag for nærmere økonomiske og politiske forbindelser. Motstykket er at USA blir mer avhengig av gassimport fra andre kilder, som for eksempel Norge.

Som store selgere av gass møter Norge og Russland en betydelig motmakt i EUs markeder. Én hindring ligger i adgangen til rørledninger og dermed kundene, særlig i Tyskland, ved uklare vilkår og høye transporttariffer, hvilket gir transportørene markedsmakt og høy fortjeneste. En annen hindring ligger i konsolideringen av selskapsstrukturen i markedene for gass og kraft. EUs tiltak for å bryte opp vertikalt integrerte gass- og kraftselskaper, for å skille transporten ut som et eget ledd med sikte på regnskapsmessig transparens, møtes av en tiltakende horisontal integrasjon, der gass- og kraftselskaper slår seg sammen med sikte på utvidet markedsmakt. Det beste eksempelet er det tyske kraftselskapet E.ON som kjøpte opp Ruhrgas, med statsminister Schröders velsignelse på tross av konkurransemyndighetene. Utfallet er ikke mer konkurranse, som tilsiktet av EU, men mindre konkurranse, for selgerne av naturgass og for sluttbrukerne. En tredje hindring ligger i en diskriminerende skattlegging av naturgass, igjen særlig i Tyskland.

Et mulig norsk mottiltak kunne være å pålegge gassen en høy produksjonsavgift, fortrinnsvis i samarbeid med Algerie og Russland, for å sikre en rimelig del av fortjenesten til Den norske stat, og for å motvirke høye skatter på gass i forbrukerlandene, særlig i Tyskland. Et mulig trekk kunne være å anvende prinsippet «Euro for Euro, cent for cent» i beskatningen av gass. Norge kunne, fortrinnsvis i samarbeid med Algerie og Russland, pålegge produksjonsavgifter på naturgass som motstykke til skatter og avgifter i EU-landene, for å ta en høyere andel av grunnrenten og skape et høyere prisnivå i det europeiske gassmarked. En harmonisert produksjonsavgift ville legge et gulv for gasspriser til EU og fremstå som et kostnadselement for selskapene, til fordel for produsentlandenes statskasser. Denne type skattetekniske grep ville være forenlige med EØS-avtalen. OPEC-landene traff tilsvarende tiltak for olje i 1950- og 1960-årene. Slike tiltak ville neppe stride mot EØS-avtalen.

Norges og nordområdenes betydning

Med åpningen av rørledningen Langeled høsten 2006 er Norge blitt verdens nest største eksportør av naturgass, i tillegg til å være verdens tredje største eksportør av olje og å inneha en betydelig del av verdens olje- og gassteknologi samt en fjerdedel av Europas vannkraft. På denne bakgrunn er Norge en stormakt innenfor energi. I tillegg har Norge et av verdens absolutt største overskudd i utenriksøkonomien og det norske Statens pensjonsfond – utland er i ferd med å bli verdens største investor. Norge er dermed en bærebjelke i Europas energiforsyning, som viktigste leverandør av olje og gass til Frankrike og nest viktigste til Tyskland. Norge er også i ferd med å bygge opp en sterk posisjon i de britiske markedene for olje og gass. For avtakerne betyr avhengighet av norsk olje og gass en forsyningssikkerhet for volum, men ingen prissikkerhet. For Norge innebærer overskuddet i utenriksøkonomien en betydelig handlefrihet i olje- og gasspolitikken.

For Norge må markedsandel veies mot markedsnisjer og fortjeneste. Åpning av transportledd og markedsadgang er av vesentlig betydning. Norsk gass konkurrerer mot gass fra andre leverandører, mot fyringsolje, kull og kjernekraft. Avsetningen av norsk gass vanskeliggjøres av diskriminerende skattlegging og utilstrekkelig åpning av markedene på kontinentet, særlig i Tyskland, slik at verdikjeden vris i norsk disfavør. Risikoen er at Norge blir sittende igjen som en leverandør av store volum naturgass med lav fortjeneste, mens størstedelen av verdiskapningen tilfaller store kjøpere, mellomledd og importland ved skatter.

Norge bøyde seg for EUs krav om å oppheve Gassforhandlingsutvalget, GFU. Den underforståtte forutsetning, en rask åpning av markedene på kontinentet, er hittil ikke blitt oppfylt. Dette gjelder først og fremst Tyskland. Det historiske system for gasshandel var preget av gjensidige monopoler, basert på langvarige forhandlinger og langsiktige kontrakter. Norge hadde ved GFU et salgsmonopol for gass, men sto overfor monopsoner, selskaper medde jure eller de facto enerett til innkjøp i de ulike markeder. Innenfor systemet av forhandlingsøkonomi og bilaterale monopoler var praksis at partene delte grunnrenten, ekstrafortjenesten. I det tyske marked har imidlertid fortjenesten på innkjøps- og transportleddet vanligvis vært langt høyere enn hos den norske produsent og leverandør.

I et åpent gassmarked med fri adgang til transportnettet og lave, transparente transporttariffer, slik tilfellet er i Storbritannia, kan en nærliggende, lavkostnadsprodusent som Norge ha muligheter til å ta en høy markedsandel med god inntjening. I den utstrekning forholdene i det britiske gassmarked skulle iverksettes på kontinentet, med åpen adgang og lav fortjeneste på transportnettet, ville Norge som eksportør ha en gunstig stilling.

Risikoen for Norge ligger særlig i mellomløsninger som verken er det historiske bilaterale monopol eller åpen adgang med fri konkurranse, men et imperfekt marked med en forhandlingsøkonomi der Norges stilling svekkes. Salg av norsk gass er blitt desentralisert, mens innkjøpene av gass på kontinentet, først og fremst i Tyskland, forblir samlet hos noen få store selskaper. Risikoen forsterkes ved at store kraftselskaper i økende utstrekning posisjonerer seg i handel med og transport av gass, som i Tyskland.

Et norsk virkemiddel kunne være å begrense nye gasskontrakter med kjøpere i EU. Norges store finansielle overskudd tilsier intet umiddelbart behov for videre gassalg. Med utsikter til nullvekst i norsk gasseksport ville EUs forhandlingsposisjon overfor Algerie og Russland bli betydelig svekket. Det finnes imidlertid flere selgere i markedet. En annen mulighet kunne være å selge mest mulig gass i et spotmarked som kunne styres av leverandørene, for å gi høyere produsentpriser enn dagens kontrakter. En nordeuropeisk gassbørs kunne være et nyttig redskap til å vri verdikjeden til produsentenes fordel. I denne forbindelse kan et felles selskap for gasstransport, Gassco, eventuelt brukes til å harmonisere landingspriser i det nordeuropeiske marked. Kanskje kunne høyere britiske landingspriser bli utslagsgivende for gassprising til kontinentet.

Til tross for en betydelig økning i volumet naturgass solgt til EU, har Norge tapt forhandlingsstyrke og markedsmakt ved at GFU er nedlagt og gassmarkedet i Tyskland ikke er åpnet. Som forutsatt. Målet om å kombinere markedsandel med inntjening tilsier inntil videre en prioritering av det britiske markedet fremfor kontinentale markeder, eventuelt også markedet i USA. I den utstrekning kontinentale markeder ikke ligger an til å åpnes, kunne det være hensiktsmessig å eventuelt koble gassalg til deltakelse i utvalgte ledd i verdikjeden nedstrøms, altså å følge Gazproms eksempel med eierrettigheter i rørledninger. Økende konvergens mellom markedene for gass og kraft kan tilsi et gassalg som i utvalgte tilfeller kobles til deltakelse i kraftprosjekter, hvilket også synes å være russisk strategi.

Høye oljepriser aktualiserer betydningen av Arktis, også de norske nordområdene, som en ny oljeprovins. Inntil ny, mer kostnadseffektiv teknologi er utviklet og infrastrukturen er utbygd, synes forutsetningen å være en oljepris på minst 50 dollar fatet. Potensialet er stort. USAs geologiske undersøkelse, USGS, antar at kanskje 25 prosent av de gjenværende reserver av olje og gass finnes i Arktis. Norge har muligheten til å spille en nøkkelrolle, ikke bare ved potensielle reserver, men også som leverandør av teknologi og tjenester. Petroleumsvirksomheten i russiske nordområder kan bli et viktig marked for norske varer og tjenester, uansett norske oljeselskapers deltakelse på eiersiden. Norge kan sette standarder ved selv å drive petroleumsvirksomhet i Arktis. En harmonisk utvikling forutsetter et godt forhold til Russland, som ikke har hastverk, hvilket kan komplisere forholdet til USA, som harhastverk. Politiske problemer i Midtøsten fører til høyere oljepris, men øker også presset på Norge, Russland og nordområdene.

Prisutviklingen i energimarkedene vil trolig bli bestemt i Midtøsten i uoverskuelig fremtid. Her spiller USA en nøkkelrolle. Et fortsatt amerikansk militært engasjement, eventuelt med en opptrapping, vil rimeligvis føre til høyere oljepriser og økende underskudd på USAs handelsbalanse. Utfallet blir en økonomisk svekkelse av USA i forhold til en rekke land, ikke bare oljeeksportører som Iran, Norge, Russland, Saudi-Arabia og Venezuela, men også Brasil, India, Japan, Kina og Tyskland, og dermed EU. Spørsmålet er i hvilken utstrekning, eventuelt hvor lenge og på hvilke måter, USA vil kunne søke å kompensere økonomisk svakhet med militær makt. Alternativet for USA er en nedtrapping av det militære nærværet i Midtøsten, eventuelt et tilbaketog, som ville fremstå som et alvorlig politisk nederlag og i realiteten slutten på landets stilling som supermakt med tap av innflytelse til fordel for særlig de landene som er nevnt ovenfor. Uansett ligger det an til at norsk oljepolitikk og utenrikspolitikk får nye internasjonale forhold å hanskes med.

Verden er i sterk forandring, ikke bare på grunn av oljemarkedet. Kina er en stormakt ved industri, handel og kapital. Russland blir en stormakt ved energi og kapital. EU har kapital og potensial, men er splittet. Norge er en stormakt ved energi og kapital. USA er supermakt ved teknologi og våpen, men mangler energi og kapital; dollar og olje er svake punkter. Utsiktene til en «Pax Americana» synes forspilt. Norge må definere sin stilling i en multipolar verden.

Norges store risiko

For Norge innebærer overskuddet i utenriksøkonomien en betydelig handlefrihet i olje- og gasspolitikken. For Norge må dagens utvinningsnivå og investeringer i utlandet veies mot nytte og risiko av å forlenge tidsprofilen ved å bevare reserver og forlenge tidshorisonten for utvinningen. Markedsandel må veies mot markedsnisjer og fortjeneste. Åpning av transportledd og markedsadgang er av vesentlig betydning. Norsk gass konkurrerer mot gass fra andre leverandører, mot fyringsolje, kull og kjernekraft. Avsetningen av norsk gass vanskeliggjøres av diskriminerende skattlegging og utilstrekkelig åpning av markedene på kontinentet, særlig i Tyskland, slik at verdikjeden vris i norsk disfavør. Risikoen er at Norge blir sittende igjen som en leverandør av store volum naturgass med lav fortjeneste, mens størstedelen av verdiskapningen tilfaller store kjøpere, mellomledd og importland ved skatter og avgifter.

Overfor EU løper Norge en risiko for å bli politisk marginalisert, til tross for sin betydning som leverandør av energi, og i den forbindelse å lide økonomiske tap. I motsetning til Russland som gjennom Gazprom konsekvent forfølger en strategi for direkte nedstrøms deltakelse, er de norske selskapene praktisk talt fraværende. Russland er tydeligvis ikke bare opptatt av en sikker avsetning, men også av samarbeidspartnere og innflytelse. På dette punkt er det en skarp kontrast mellom russisk strategisk tenkning og norsk bedriftsøkonomisk tenkning. Russland tar sikte på politisk innflytelse i EU gjennom makt i det europeiske gassmarkedet, Norge tar sikte på å tjene penger. Norge har en større økonomisk handlefrihet enn Russland, men likevel et snevrere og mer kortsiktig perspektiv.

På denne bakgrunn er det påfallende at Norge som en stor eksportør av olje og gass, ikke medlem av EU, men bundet av EØS-avtalen, ikke har et mer aktivt nærvær i EUs organer og ikke satser mer på å forstå og påvirke EUs energipolitikk. Her må både politikere og embetsverk, særlig Utenriksdepartementet, ta en del av skylden, ved i lengre tid å ha neglisjert energispørsmål. Risikoen er at fadesen med at Norge ga seg i gassaken, ga opp GFU uten at EUs motytelser var på plass, kan gjenta seg. Norge er en stormakt i europeisk og internasjonal energipolitikk, men fraskriver seg makten. Den historiske småstatstradisjonen høver ikke til en stormakt i en tid der energispørsmål politiseres og sikringen av energiforsyninger blir nesten like viktig som forsvaret av et land (statsminister Tony Blair ved åpningen av Langeled, Lancaster House, London, 16. oktober 2006).

Perspektivet er at sikring av energiforsyninger blir en viktig del av stormaktenes forsvarspolitikk, hvilket kanskje kan kaste lys over militariseringen av USAs utenrikspolitikk og energipolitikk, og felttoget i Irak. Uansett utfall av Irakkrigen er utsiktene at energispørsmål vil forbli politiserte i lengre tid fremover, gjenstand for bilaterale drøftinger og styrkeforhold utenfor markedet, der stormaktene vil søke å sikre sine interesser ved økonomiske, politiske og militære virkemidler. Også etter et eventuelt nederlag i Irak vil USA ha behov for å importere olje og gass og for å forsvare sine importørinteresser, i konkurranse med EU, India, Japan og Kina, ikke uten grunnlag for konflikt.

Politiseringen av energihandelen og USAs utenriksenergipolitikk har stor betydning for Norge. USA var etter 1945 drivkraften i oppbyggen av en internasjonal rettsorden bygd på felles forpliktelser og institusjoner; for Norge var dette et viktig ideologisk grunnlag for alliansen med USA. Under regjeringen Bush jr. har USA derimot ved sin egenrådighet vært en drivkraft i svekkelsen av den internasjonale rettsorden. I den utstrekning denne politikken opprettholdes, og USA egenrådig søker å sikre sine interesser, blant annet i forhold til olje og gass, fremstår supermakten som en alvorlig risikofaktor for andre land, ikke minst eksportører av olje og gass. I denne sammenheng viker Norges ideologiske fellesskap med USA plassen for et motsetningsforhold, som kommer i tillegg til motstridende interesser i energimarkedene.

Denne utviklingen innebærer en betydelig risiko for Norge og tilsier at den tradisjonelle småstatstankegangen og ensidige vurderingen av olje og gass som forretningsmessige anliggender bør revurderes. Problemet er at Norge i den nye verden har et økonomisk og politisk motsetningsforhold til den tradisjonelle, allierte stormakten USA, økonomiske og til dels politiske interesser til felles med Russland og OPEC-landene, og dessuten felles politiske, men motstridende økonomiske interesser med EU.

I den utstrekning EU og USA skulle strides åpent om tilgang på energi, ikke bare i Midtøsten og Nord-Afrika, men for eksempel også i Arktis, ville Norge trolig måtte velge side med EU, og kanskje måtte landet knytte sammen energipolitikk, handelspolitikk og utenrikspolitikk på en ny måte og foreta valg av grunnleggende strategisk betydning. I den utstrekning EU og Russland skulle finne sammen i et nært økonomisk politisk fellesskap bygd på blant annet energi, kan Norge bli utsatt for forsøk fra USA på å knytte nærmere bånd som begrenser handlefriheten i energipolitikken, og landet risikerer å bli et brohode for amerikanske interesser. I den utstrekning EU, kanskje sammen med USA, og Russland skulle utvikle et motsetningsforhold, risikerer Norge å komme i frontlinjen, først og fremst i nordområdene.

Noter

  • 1: Beaudreau, Bernard C. Energy and the Rise and Fall of PoliticalEconomy (London: Greenwood Press, 1999), p. 7.
  • 2: Beaudreau, Bernard C. Energy and Organisation (London:Greenwood Press, 1998), p. 3.
  • 3: Becker, Gary S. The Economic Approach to Human Behaviour (Chicago: The University of Chicago Press, 1978), p. 187.
  • 4: Beaudreau, Bernard C. Energy and Organisation,p. 10.
  • 5: Smil, Vaclav Energy in World History (Boulder, CO:Westview Press, 1994), pp. 158 ff.
  • 6: Debeir, Jean-Claude, Jean-Paul Deléage and Daniel Hémery, In the of Power (London: Zed Books, 1991), pp. 108ff.
  • 7: Mitchell, John with Koji Morita, Norman Selley and Jonathan Stern, The New Economy of Oil (London: The Royal Instituteof International Affairs, 2001), p. 25.
  • 8: Blair, John M. The Control of Oil (New York: Pantheon , 1976), pp. 25 ff.
  • 9: Rutledge, Ian Addicted to Oil, London 2005, I.B.Tauris.
  • 10: Verleger, Philip L. Jr, Adjusting to Volatile EnergyPrices (Washington, DC: Institute for International Economics,1993), p. 28.
  • 11: Durgin, Hullar «US administration faces crisis over energy policy», Financial Times, 6 December 2000.
  • 12: Blair, John he Control of Oil.
  • 13: Chevalier, Jean-Marie Le nouvel enjeu pétrolier, Paris1974.
  • 14: Engdahl, William A Century of War, London 2004, Pluto,s. 95.
  • 15: Moïsi, Dominique «Tragedy that exposed a groundswell of hatred», Financial Times, September 24, 2001.
  • 16: Hersh, Seymour M. «King's Ransom: How vulnerable are the Saudi royals?» The New Yorker, 22. oktober 2001.
  • 17: Tale av statsminister Tony Blair ved åpningen av Langeled 16. oktober2006.

© Econas Informasjonsservice AS, Rosenkrantz' gate 22 Postboks 1869 Vika N-0124 OSLO
E-post: post@econa.no.  Telefon: 22 82 80 00.  Org. nr 937 747 187. ISSN 1500-0788.

RSS